提升油田采收率技术探讨

为了更好地提高我国石油储备量,满足现代社会经济发展的实际需求,应注重提高油田开采率,制定油田开采方面可持续的发展目标,并对当前的油田开采方案进行优化,不断更新和完善开采技术,从而提高整体的油田采收率。

海上热采油田H_(2)S成因机理研究

随着我国海上稠油油田的深入开发,热采蒸汽驱规模逐步扩大,相应的H_(2)S系列问题也愈发凸显。H_(2)S不仅危害人的健康,还能腐蚀金属设备,严重影响生产的安全平稳运行。本文以L稠油油田为例,在调研目标油田储层概况和H_(2)S生成情况的基础上,通过黄金管热模拟实验、色谱分析等方式,探究海上热采油田的H_(2)S的成因机理。实验结果表明,L稠油油田H_(2)S生成的物源主要为原油和地层水,岩屑能够起到催化作用;温度和时间是影响H_(2)S的主控因素,温度越高、时间越长,生成的H_(2)S量越高;L油田H_(2)S生成的主要原因是发生了地层水热裂解、硫酸盐还原反应。该研究成果能够为其他热采油田的H_(2)S成因研究提供探索思路,为油田H_(2)S治理指明方向。

裂缝性礁灰岩强底水油藏控水对策研究

裂缝性礁灰岩强底水油藏孔、缝、洞发育,底水能量供应充足,由于裂缝发育的非均质性及裂缝产状类型的多样化,油井水锥规律非常复杂,亟需发展有效的控水措施。以流花11-1油田为例,基于岩心描述、铸体薄片分析和扫描电镜实验结果对储层进行分类,并建立不同储层机理模型,研究不同储层水平井水锥规律。在此基础上通过分析油井历史控堵水措施效果,针对性提出不同储层后期控堵水对策。研究结果表明,4类储层中致密裂缝型和孔洞裂缝型储层最易发生水锥,表现为油井见水快、含水率上升快、产量递减快;在现场已实施的3类控水措施中,“连续封隔体+流入控制装置(Inflow Control Device, ICD)”控水措施既能充填裂缝,又能降低高产能段流量,起到均衡控水的作用,现场应用效果最好。该项研究对于裂缝型底水油藏的高效开发具有重要意义,为该类油田的见水规律和控水对策提供借鉴。

考虑隔夹层影响的平行水平井网三维水驱油实验及驱替特征研究

以相似理论为指导,根据渤海BZ油田目的层地质条件设计了具有不同封隔能力的50 cm×50 cm×30 cm(长×宽×高)非均质性三维储层模型,井网选择平行水平井网。在优选的1.0 mL/min的驱替速度条件下,采用平行水平井网进行2组水驱油实验,通过测量驱油过程中储层的电性特征、注入水、采油量和产水量等参数,将储层的电性特征换算成含油性,分析在具不同特征的储层中水驱特征。结果表明:平行水平井网在具不同夹层类型模型水驱油过程中,注入水在重力和不渗透夹层的遮挡作用下使得注入水在储层下部注采跟部区域突进更快、见水更早、波及范围小、总体采出程度低,在模型上部夹层之上区域剩余油饱和度高。对于具不渗透夹层的储层类型可以通过在夹层上方加密井网来提高采收率。对于具半渗透夹层的储层类型的储层剩余油的挖潜重点在夹层下部未受注采井控制的区域。

海上油田在线组合调驱提高采收率技术——以渤海C油田E井组为例

针对渤海C油田E井组层间非均质性严重、层内非均质性强的问题,结合海上油田空间有限、快速开发等特点,提出以在线交联体系作为调剖段塞、在线非均相体系作为调驱段塞的在线组合调驱思路。利用不同渗透率双管填砂模型,考察了乳液聚合物与交联剂浓度分别为1 500 mg/L、1 650 mg/L和3 000 mg/L、3 300 mg/L的两种交联体系的调剖能力,结果表明,注入0.5 PV的交联体系并侯凝5 d后,低浓度对应的双管模型上,低渗砂管的分流量由0%变为40%;高浓度对应的双管模型上,高、低渗砂管的分流量相对于前期水驱阶段发生逆转,低渗砂管的分流量由0%变为84%,有效抑制了水驱"优势通道",调整了层间吸水矛盾。利用均质岩心物理模型,在乳液聚合物、微球聚合物和预交联凝胶颗粒总浓度保持4 000 mg/L的条件下,考察了水驱后不同非均相体系驱油效果;并与乳液聚合物单独使用时的实验结果进行了对比。结果表明,不同配方的非均相调驱体系均大幅提高了采收率,提高采收率幅度随着预交联颗粒在体系中所占浓度的提高而增大。2016年3月5日,在线组合调驱体系在C油田E23井开始注入。先后注入3 440.8 m^3的交联体系和10 997 m^3的非均相体系。根据生产情况分析,调驱开始后E24、E27、E36、E28H1、E18、E22取得显著降水增油效果,截至2016年8月初,通过净增油法计算,已经实现累积增油5 937.1 m^3。

稠油热采底水条件下物理模拟实验技术

研究了高温底水物理模拟实验系统的组成,建立了稠油热采底水条件下物理模拟实验方法,并以渤海LD底水油田为例,利用该系统开展高温底水物理模拟试验研究,模拟研究了热采驱替方式、底水能量、井型对底水侵入的影响。高温底水物理模拟实验技术的开发,能同时实现高温和底水条件下的物理模拟实验,该技术可推广应用于海上底水稠油油藏热采技术的实验研究中,为海上底水稠油油藏高效开发方案的编制提供技术支持。

渤海油田智能注水完井技术研究与应用

渤海油田储层主要以疏松砂岩为主,需要实施分层配注提高采收率,而常规注水工艺受井斜和注水层数等限制,存在作业时效低、施工成本高等问题。为此,渤海某油田M井首次尝试采用了智能注水完井技术进行分层配注,实现了注水工艺智能化。该技术通过井下压力传感器和液控滑套,进行数据实时采集和流量控制,通过地面数字化监控系统实现远程快速、准确调控,可实现井下储层状态实时动态监测和井下工具的远程控制,从而达到精细化注水、改善油藏管理和节省修井时间的目的。该技术在渤海油田的成功应用,为海上无人平台分层注水提供了新思路。

LD27-2油田稠油热采井固井技术难点与对策

以LD27-2油田作为渤海代表性的整装稠油油田,按固井主要涉及的固井化验、固井工程以及固井设备这3个板块,对稠油固井作业中遇到的难点进行了分析。优选出满足350℃稠油开采的水泥浆体系,并结合体系及地层压力特点采取了领尾浆双浆柱结构和使用封隔器等的工程技术措施,针对海洋平台空间受限,灰罐罐容不足的问题,采取了拖轮固井的办法。试验井固井后声波幅度测井(CBL)数据显示,水泥全井段封固,封固质量完全满足要求。该井自开泵一年以来生产状况良好,最高分配日产油74 m^3。由此,形成了新的稠油热采井固井技术体系,指导今后海洋稠油油田固井作业。

基于多段井模型的海上油田新型控水技术可行性研究

新型控装置(AICD)具有对水相的智能识别和抑制功能。通过建立海上某高渗底水砂岩油田多段井模型,对AICD技术进行了数值模拟研究。研究表明,采用AICD技术能抑制底水锥进速度、扩大底水波及面积、降低油井含水率和提高油井产量;在油田综合含水达到80%前实施AICD技术增油效果最好,而在目标油田综合含水92%的情况下进行AICD完井仍能有效增加油井产量。AICD技术为海上油田控水技术的发展提供了新的思路。

低渗油田注水过程中储层保护技术

步入21世纪以来,我国工业的迅猛发展导致化石能源使用量和需求量升高,为满足工业需求,加快了开采步伐,致使我国许多油田都出现了产量降低、原油质量下降的问题。为寻找可替代能源,避免可能出现的能源紧缺问题,我国积极寻找和开发低渗透油田,并采用多种方法提升开采技术,希望能够促进我国工业可持续发展。立足于实际情况,分析了低渗透油田注水过程中储层保护技术探讨。

乌干达油田注水配伍性及储层保护技术研究

本文针对乌干达某油田注水过程中注入压力上升较快、酸化施工频繁这一问题,在室内开展了储层粘土矿物、注入水与地层水配伍性、含油污水以及悬浮物对岩心的损害等研究。研究结果表明:储层粘土矿物含量较高,其中高岭石含量为53.52%,伊/蒙间层矿物含量为10.5%,粘土易水化膨胀造成注水压力偏高;注入水与地层水配伍性较差,注入水:地层水=6:4时,结垢量为115mg/L;质量浓度为2%的FP-6防膨剂的防膨率高达96.52%,质量浓度为30%的阻垢剂BHF-12A的阻垢率为96.2%。注入200PV含油量为20 mg/L的溶液对岩心的损害率高达46.88%;注入100PV粒径中值为5μm、浓度为11mg/L的悬浮物溶液对岩心的伤害率为28.83%。措施液驱替实验中,段塞式注入、连续式注入(120PV溶液)时对岩心伤害率分别为26.15%、14.49%,建议在施工过程中采取连续式驱替方式。

丙烯酸酯聚合物原油破乳剂的制备及评价

分别以甲基丙烯酸(MAA)和N-(3-二甲氨基丙基)甲基丙烯酰胺(DPM)为单体,与丙烯酸酯通过乳液聚合制备了系列丙烯酸酯类聚合物,考察了制备条件对聚合物破乳性能的影响,测定了其界面张力。实验结果表明,适宜的工艺条件为:w(单体)=12.5%,m(丙烯酸乙酯)∶m(DPM)=1.5∶1,引发剂过硫酸铵加量为单体总质量的0.5%,乳化剂十四烷基三甲基氯化铵加量为0.15%,反应温度70℃,反应时间10 h。P(DPM-EA)具有良好的双亲性,能有效降低油水界面张力,吸附至油水界面降低油水界面膜强度,从而实现破乳。

多尺度可视化实验技术表征微观剩余油流动行为实验平台

剩余油分布规律研究是石油人需要面对的一项重要且具有挑战性的工作,准确地评价剩余油分布特征对油田开发中后期方案调整至关重要。描述了利用微流控技术、核磁成像驱替实验技术、微纳米CT在线驱替等多种实验手段,从不同的尺度展示了微观剩余油在多孔介质中的流动行为,帮助科研者熟悉剩余油研究的相关的实验手段及实验成果。同时建立了高含水期剩余油分布特征研究的实验手段,为油气行业相关的室内试验研究提供了良好的平台。

井场油气快速检测与识别技术——以渤海油田为例

受渤海油田地质条件、储层非均质性及流体性质条件复杂多变等客观地质因素制约,给岩性鉴别、油气显示识别及评价带来了极大的挑战,传统单一的油气检测或识别技术已不能满足录井需求。本文介绍了渤海油田在油气勘探过程中,通过多年不断的技术探索、创新和实践,从以钻井液为载体的油气检测技术及以岩屑、井壁心实物为载体的油气识别技术两个方面入手,研究形成了一套适合海上作业条件下油气快速检测与识别技术及评价标准,并在实际应用中取得了良好的应用效果。

曹妃甸油田大位移水平井完井技术

曹妃甸油田近期实施了数口大位移井,XXH井为其一,本文介绍了大位移井完井难点、防砂及采油工艺技术,同类井中水平段井眼及井筒清洁至关重要,优选油藏保护工具及油层保护钻完井液保证工程质量,同时对电潜泵生产及管理提出较高要求,本井将为同类井的施工积累宝贵经验。

渤海油田清污混注室内评价实验技术研究

渤海油田开展清污混注工作已经有近30年的历史,在这期间清污混注室内评价技术在油田增产、产出污水有效利用等方面取得了显著的成绩。本文对渤海油田清污混注室内评价技术作了简单的介绍,其研究内容主要包括储层特性研究、注入水水质研究、注人水与储层流体的配伍性研究、注人水与储层岩石的配伍性研究。

跨多能源勘探中随钻取心技术的应用

澳大利亚盖里里盆地的能源勘探以煤层气为主,兼探页岩气和常规油气,因地震资料不全,界面不清,取心井次较多,取心需兼顾3种不同能源的作业需求。通过优化井身结构,优选钻机,集中在216 mm井段进行随钻取心,经过3口井的实钻验证试验和3口井的推广应用,结果表明,随钻取心工具设计可靠,入井故障率低,不用起下钻换钻头,钻井时效提高80%～85%,机械钻速比使用常规PDC钻头低12%,单只钻头纯钻时间超过68 h,取心收获率超过91%,可在不同能源勘探取心作业中推广应用。

油气田实验室在数字化实验能力建设中的实践

利用海上油田宝贵的岩心资源,实验室以最大化实现岩心样品衍生数据价值为目标,通过玻璃刻蚀微观可视化实验、核磁动态驱替实验、数字岩心实验等实验新技术、新方法的引入,以数字化手段,实现了对油气藏储层微观结构和流体渗流特征的精细化描述,为科研工作提供了更高质量的数据支撑,将油气田开发中对储层地质特征认识和剩余油富集研究的尺度从油藏尺寸向微观孔喉尺寸推进了一大步,为打破地质油藏专业研究中面临的“看不见、摸不着”的“黑箱”困境提供了强有力的数据支持。通过信息化、数字化手段,研究人员可以清清楚楚的“看到”地下的储层孔喉特征和流体渗流特征。实验室把以前只能定性认识的特征和规律通过实实在在的数字来定量化展现在油藏研究人员面前,为精细化研究奠定了基础,取得显著应用效果,为下一步油气田实验室的实验管理业务在数字化转型中如何布局指明了方向。

反相乳液聚合异相共引发制备PAM@PS补丁型粒子

以水溶性的丙烯酰胺(AM)和丙烯酸钠(AANa)以及油溶性的苯乙烯(St)为单体,将水溶性还原剂加在水相,油溶性氧化剂加在油相,通过氧化-还原引发剂在油水界面共引发单体共聚,利用反相乳液聚合异相共引发方法制备了具有乳化性能的补丁型粒子。优化了聚丙烯酰胺@聚苯乙烯(PAM@PS)补丁型粒子的合成条件,评价了粒子的乳化柴油的性能。较优反应条件为:油中St和水中(AM+AANa)的质量比1∶4,油水质量比为1.1∶1,单体总质量分数为40%,反应温度为40℃,反应时间12 h。反应所得补丁型粒子在水中用量不小于0.02%(质量分数),便可与柴油形成稳定的水包油乳液。

考虑气相动态变化的泡沫油数值模拟研究

目前中外部分稠油油藏在冷采过程中出现了不同于常规溶解气驱的生产特征,泡沫油是导致该现象的主要原因。前人主要通过改进常规溶解气驱模型模拟泡沫油现象,未考虑泡沫油油藏生产过程中的气相动态变化过程。为此,引入气相相态变化率来表征压力衰竭开采过程非平衡特性,建立泡沫油动态数学模型,并通过压力衰竭实验对模型进行验证,进而研究相关参数对泡沫油的影响规律。研究结果表明,压降速度越大,泡沫油采收率越高;气相衰竭系数越小,泡沫油产量曲线凸起越大,泡沫油产量越多;气泡生长指数越大,形成泡沫油的时间越晚。